EA000410B1 - Method of treating an underground formation - Google Patents
Method of treating an underground formation Download PDFInfo
- Publication number
- EA000410B1 EA000410B1 EA199800486A EA199800486A EA000410B1 EA 000410 B1 EA000410 B1 EA 000410B1 EA 199800486 A EA199800486 A EA 199800486A EA 199800486 A EA199800486 A EA 199800486A EA 000410 B1 EA000410 B1 EA 000410B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- rock
- formation
- solvent
- water
- curing
- Prior art date
Links
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
- C09K8/57—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/575—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/5751—Macromolecular compounds
- C09K8/5755—Macromolecular compounds obtained otherwise than by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
- Epoxy Resins (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Polyethers (AREA)
Abstract
Description
Настоящее изобретение касается способа обработки подземной породы для повышения ее прочности. Способ, в частности, подходит для обработки подземной углеводородсодержащей породы, из которой можно добывать углеводороды. Такая подземная углеводородсодержащая порода называется нефтеносным или газоносным пластом.The present invention concerns a method for treating a subterranean rock to increase its strength. The method is particularly suitable for treating underground hydrocarbon containing rock from which hydrocarbons can be extracted. Such an underground hydrocarbon rock is called an oil-bearing or gas-bearing formation.
Добычу углеводородов из такого пласта обычно производят через скважину, пробуренную с поверхности к нефтеносному или газоносному пласту. Такую скважину крепят обсадными трубами для предотвращения разрушения ее стенки. Для содействия проникновения жидкости в скважину, часть ее, расположенную в нефтеносном пласте, либо не обшивают, либо, если обшивка присутствует, в ней пробивают отверстия. Если подземная порода включает песчаник, добыча углеводородов может вызывать ослабление минералов породы, таких как песок, и их вовлечение в скважину течением жидкостей, в особенности, после прорыва воды. Увлеченные материалы вызывают износ добывающего оборудования, через которое проходит жидкость, а отделять и удалять материал дорого. Для снижения количества увлеченных материалов породу укрепляют, используя систему на основе эпоксидной смолы.The production of hydrocarbons from such a formation is usually carried out through a well drilled from the surface to an oil-bearing or gas-bearing formation. Such a well is fixed with casing to prevent the destruction of its wall. To facilitate the penetration of fluid into the well, a part of it located in the oil-bearing formation is either not sheathed or, if the skin is present, holes are punched into it. If the subsurface includes sandstone, hydrocarbon production may cause weakening of the minerals of the rock, such as sand, and their involvement in the well with fluids, especially after water breakthrough. Hobby materials cause wear on mining equipment through which a fluid passes, and it is expensive to separate and remove material. To reduce the amount of entrained materials, the rock is strengthened using an epoxy resin based system.
Еще одна проблема возникает, когда подземная порода содержит грязный песок, возможно включающий такие загрязнения, как углеводородное масло или воду. Присутствие этих загрязнений неблагоприятным образом действует на связь между частицами песка и эпоксидной смолой и, следовательно, на прочность обработанной породы.Another problem arises when the subterranean formation contains dirty sand, possibly including pollution such as hydrocarbon oil or water. The presence of these contaminants adversely affects the bond between the sand particles and the epoxy resin and, therefore, the strength of the treated rock.
В патенте США № 3 481 403 раскрыт способ обработки подземной породы, где имеет место взаимодействие подземной породы с растворителем, представляющим собой алкиловый эфир С2-С6 гликоля, содержащий, по крайней мере, одну С1-С6 алкильную группу, и после этого с раствором для отверждения из эпоксидной смолы и агента для отверждения в растворителе (спирт-керосин). Воздействию растворителя может предшествовать предварительная промывка нефтью для удаления массивов воды. Кроме того, если порода уже дала большие объемы песка, перед началом обработки можно вводить суспензию песка в воде или нефти для пополнения потерянного песка.US Patent No. 3,481,403 discloses a method for treating a subsurface rock, where the interaction of the subsurface rock with the solvent, which is a C 2 -C 6 alkyl ester ether, containing at least one C 1 -C 6 alkyl group, and after this with a curing solution of epoxy resin and an agent for curing in a solvent (kerosene alcohol). Exposure to solvent may be preceded by pre-rinsing with oil to remove arrays of water. In addition, if the rock has already given large volumes of sand, before starting treatment, you can inject a suspension of sand in water or oil to replenish lost sand.
В патенте США № 3 915 232 раскрыт способ обработки подземной породы, включающий последовательные стадии:US Pat. No. 3,915,232 discloses a method for treating a subsurface rock, which includes successive stages:
(а) взаимодействие породы с водной средой;(a) rock interaction with the aquatic environment;
(б) взаимодействие породы с углеводородной жидкостью с целью вытеснения воды; и (в) взаимодействие породы с растворителем, представляющем собой эфир гликоля, с целью вытеснения остаточных углеводородов и воды.(b) the interaction of the rock with a hydrocarbon liquid in order to displace water; and (c) reacting the rock with a solvent, which is a glycol ether, to displace residual hydrocarbons and water.
В известном способе в скважину в зазор между обшивкой и породой помещают песочный экран из связанных крупинок песка. Следовательно, на стадии (а) известного способа пасту из песка в соляном растворе закачивают в скважину через отверстия в обшивке, с размещением песка за обшивкой в зазоре. Чтобы связать крупинки песка с образованием экрана, через отверстия в обшивке нагнетают раствор для отверждения, содержащий эпоксидную смолу и катализатор. Используемый в растворе для отверждения растворитель представляет собой растворитель, отличный от эфира гликоля, используемого для вытеснения остаточных углеводородов и воды.In the known method, a sand screen of interconnected grains of sand is placed in a well in the gap between the skin and the rock. Therefore, at stage (a) of a known method, a paste of sand in brine is pumped into the well through openings in the casing, with sand being placed behind the casing in the gap. To bind the grains of sand to form a screen, a curing solution containing epoxy resin and a catalyst is injected through the holes in the casing. The solvent used in the curing solution is a solvent other than the glycol ether used to displace residual hydrocarbons and water.
Целью данного изобретения является обеспечение усовершенствованного способа, в котором отверждают саму породу, и еще одним предметом данного изобретения является то, что для обеспечения способа обработки подземной породы можно использовать раствор для отверждения с большой концентрацией эпоксидной смолы.The purpose of this invention is to provide an improved method in which the rock itself is cured, and another object of this invention is that a solution for curing with a high concentration of epoxy resin can be used to provide a method for treating underground rock.
Поэтому способ обработки подземной породы согласно настоящему изобретению отличается тем, что для вытеснения нефти, присутствующей в порах породы после стадии (а) породу последовательно обрабатывают раствором для отверждения из 30-60 мас.% мономерных и/или полимерных органических полиэпоксидов, имеющих более одной эпоксигруппы на молекулу, и 5-20 мас.% агента для отверждения в растворителе; и тем, что после этого породу обрабатывают жидкостью, повышающей вязкость, содержащей алифатические углеводороды.Therefore, the method for treating underground rock in accordance with the present invention is characterized in that, in order to displace the oil present in the pores of the rock after stage (a), the rock is successively treated with a solution for curing from 30-60% by weight of monomeric and / or polymeric organic polyepoxides having more than one epoxy group per molecule, and 5-20 wt.% agent for curing in a solvent; and the fact that after that the rock is treated with a viscosity-increasing fluid containing aliphatic hydrocarbons.
В описание и формуле изобретения термин эфир гликоля используют для обозначения эфира С2-С6 двухатомного спирта, содержащего, по крайней мере, одну С1-С6 алкильную группу, а термин эпоксидная смола используют для обозначения мономерных и/или полимерных органических полиэпоксидов, имеющих более одной эпоксигруппы на молекулу.In the description and claims, the term glycol ether is used to denote a C2-C6 ether of a dihydric alcohol containing at least one C 1 -C 6 alkyl group, and the term epoxy resin is used to denote monomeric and / or polymeric organic polyepoxides having more than one epoxy per molecule.
Авторы ссылаются на публикацию Европейской Патентной Заявки № 463 664. Эта публикация раскрывает способ обработки подземной породы, в котором раствор для отверждения включает полиэпоксиды, агент для отверждения, эфир гликоля и полиалкиленгликоль. После обработки может следовать чрезмерная промывка (over-flush) смесью углеводородных растворителей для удаления избытка смолы. Заявитель обнаружил, что отсутствие полиалкиленгликоля дает возможность повышать содержание эпоксидов в растворе для отверждения, не меняя вязкости. Кроме того, заявитель обнаружил, что выбор алифатического углеводорода для чрезмерной промывки обеспечивает определенные преимущества.The authors refer to the publication of European Patent Application No. 463 664. This publication discloses a method for treating underground rock in which the solution for curing includes polyepoxides, an agent for curing, glycol ether and polyalkylene glycol. After treatment, an over-flush with a mixture of hydrocarbon solvents may follow to remove excess resin. The applicant has found that the absence of polyalkylene glycol makes it possible to increase the content of epoxides in the solution for curing without changing the viscosity. In addition, the applicant has found that the choice of an aliphatic hydrocarbon for over-washing provides certain advantages.
В описании и формуле изобретения мас.% означает процентное содержание раствора по массе.In the description and claims, wt.% Means the percentage of solution by weight.
В способе по настоящему изобретению порода взаимодействует с тремя жидкостями для предварительной промывки, которые нагнетают в породу одну за другой. Первую промывку проводят водной средой, водную среду закачивают в породу для вытеснения присутствующей в порах породы нефти из зоны, подлежащей обработке. Вытеснение нефти водной средой является несмешивающимся вытеснением (вытеснением несмешивающейся жидкостью), и в результате остается некоторое количество неудаленной нефти. Неудаленная нефть называется реликтовой нефтью. После этого породу обрабатывают углеводородной жидкостью для вытеснения воды, присутствующей в порах, из зоны, подлежащей обработке. Кроме того, углеводородная жидкость растворяет некоторое количество реликтовой нефти, которую не удалили водной средой. Вытеснение воды углеводородным маслом также является не смешивающимся вытеснением, в результате чего остается некоторое количество неудаленной воды. Однако, так как вытеснение реликтовой нефти углеводородным маслом является смешивающимся вытеснением (вытеснением смешивающейся жидкостью), то удаляют в основном всю реликтовую нефть. Затем для вытеснения остаточных углеводородных жидкостей и воды породу обрабатывают растворителем, представляющим собой смесь эфиров гликолей. Так как смесь эфиров гликолей смешивается и с углеводородами, и с водой, вытеснение является смешивающимся, и в породе по существу не остается углеводородов или воды. Породу полностью насы1Пою.теэанй]кщпгаси1етаким способом породу обрабатывают раствором для отверждения из 30-60 мас.% мономерных и/или полимерных органических полиэпоксидов, имеющих более одной эпоксигруппы на молекулу, и 5-20 мас.% агента для отверждения в растворителе.In the method of the present invention, the rock interacts with three pre-flush fluids, which are injected into the rock one by one. The first washing is carried out with an aqueous medium, the aqueous medium is pumped into the rock to displace the oil present in the pores of the rock from the zone to be treated. The displacement of oil by an aqueous medium is an immiscible displacement (displacement of an immiscible liquid), and as a result, a certain amount of undisturbed oil remains. Undeleted oil is called relic oil. Thereafter, the rock is treated with a hydrocarbon liquid to displace the water present in the pores from the zone to be treated. In addition, the hydrocarbon liquid dissolves some amount of relic oil, which is not removed with an aqueous medium. The displacement of water by hydrocarbon oil is also a non-miscible displacement, with the result that a certain amount of undisturbed water remains. However, since the displacement of relic oil by hydrocarbon oil is a miscible displacement (displacement by a miscible liquid), it is mainly the relic oil that is removed. Then, in order to displace residual hydrocarbon liquids and water, the rock is treated with a solvent, which is a mixture of glycol ethers. Since the mixture of glycol ethers is mixed with both hydrocarbons and water, the extrusion is miscible and essentially no hydrocarbons or water remains in the rock. The rock is completely saturated.It means a kind] method by which the rock is treated with a solution for curing from 30-60% by weight of monomeric and / or polymeric organic polyepoxides having more than one epoxy group per molecule and 5-20% by weight of an agent for curing in a solvent.
Настоящее изобретение основано на открытии, что растворитель, представляющий собой смесь эфиров гликолей, обеспечивает смешивающееся вытеснение воды и нефти, и что этот растворитель является превосходным растворителем для эпоксидной смолы и агента для отверждения. Последняя особенность позволяет обрабатывать породу концентрированным раствором для отверждения из эпоксидной смолы, который обладает приемлемой вязкостью. Кроме того, так как это такая же жидкость, как и используемая при последней предварительной промывке, то проблем совместимости не существует.The present invention is based on the discovery that the solvent, which is a mixture of glycol ethers, provides a miscible displacement of water and oil, and that this solvent is an excellent solvent for epoxy resin and curing agent. The latter feature allows the rock to be treated with a concentrated solution for curing from epoxy resin, which has an acceptable viscosity. In addition, since it is the same liquid as that used during the last pre-flush, there are no compatibility issues.
Водная среда, применяемая на первой стадии предварительной промывки, может быть соляным раствором, например 2% (по массе) водным раствором КС1.The aqueous medium used in the first pre-washing stage may be saline solution, for example, 2% (by weight) aqueous solution of KCl.
Для восстановления проницаемости после контакта породы с раствором для отверждения стадии (г) на породу воздействуют углеводородной жидкостью для повышения вязкости, которая является смесью алифатических углеводородов. Эта, так называемая, чрезмерная промывка вытесняет большую часть смолы и восстанавливает проницаемость. Вязкость жидкости для чрезмерной промывки больше, чем вязкость углеводородной жидкости для предварительной промывки.To restore permeability after contact of the rock with the solution for curing stage (g), the rock is exposed to a hydrocarbon liquid to increase the viscosity, which is a mixture of aliphatic hydrocarbons. This so-called excessive flushing displaces most of the resin and restores permeability. The viscosity of the over-flush fluid is greater than the viscosity of the pre-flush hydrocarbon fluid.
В качестве нефти можно использовать любое углеводородное масло, такое как соляровое масло или сырую нефть.The oil can be any hydrocarbon oil, such as diesel oil or crude oil.
Подходящими для использования в качестве растворителя эфирами гликолей являются моноэфиры двухатомных спиртов. Очень подходят эфиры гликолей, выбранные из группы, включающей метоксипропанол, бутоксиэтанол, гексоксиэтанол и изомеры этих эфиров гликолей.Suitable glycol ethers as solvents are monoesters of dihydric alcohols. Glycol ethers selected from the group consisting of methoxypropanol, butoxyethanol, hexoxyethanol and the isomers of these glycol ethers are very suitable.
Для регулировки вязкости растворителя он может кроме прочего содержать небольшое количество, например менее 10 мас.%, полиэтиленгликоля со средней молекулярной массой примерно 400.To adjust the viscosity of the solvent, it may, among other things, contain a small amount, for example less than 10% by weight, of polyethylene glycol with an average molecular weight of about 400.
Далее изобретение будет описано более подробно со ссылкой на эксперименты.Hereinafter the invention will be described in more detail with reference to the experiments.
Для иллюстрации того, что раствор для отверждения, состоящий из растворителя и комбинации полиэпоксидов и агента для отверждения, не является вязким, определяют вязкость нескольких растворов для отверждения в сдвиговом вискозиметре с небольшим сдвигом (CONTRAVES LS-30 Low Shear viscosimeter) при температуре 25°С. Используют смолу EPICOTE 828 (Торговая марка, EPICOTE 828 получают по реакции дифенилолпропана с эпихлоргидрином, он имеет молекулярную массу от 300 до 450) и агент для отверждения метилендианилин. Результаты для различных растворов отверждения суммированы в таблице 1 . Термин содержание твердых веществ используют для обозначения содержания эпоксидной смолы и агента для отверждения.To illustrate that the curing solution, consisting of a solvent and a combination of polyepoxides and a curing agent, is not viscous, the viscosity of several solutions for curing in a low shear viscometer (CONTRAVES LS-30 Low Shear viscosimeter) is determined at 25 ° C . EPICOTE 828 resin (Trademark, EPICOTE 828 is obtained by the reaction of diphenylolpropane with epichlorohydrin, it has a molecular weight of from 300 to 450) and an agent for curing methylenedianiline. The results for various curing solutions are summarized in Table 1. The term solids content is used to indicate the content of epoxy resin and curing agent.
Таблица 1. Вязкости в миллипаскалях сек (mPa· s) некоторых растворов для отвержденияTable 1. Viscosity in millipascals sec (mPa · s) of some solutions for curing
Для иллюстрации влияния способа настоящего изобретения на предел прочности на сжатие берут несколько образцов и обрабатывают их двумя способами: способом согласно данному изобретению и способом, не соответствующим данному изобретению. Для каждого теста готовят в стеклянной трубе три образца из песка Nieuwe Peke1a sand (диаметры частичек в диапазоне от 0,075 до 0,150 мм), каждый образец имеет диаметр 3,5 см и длину 17 см. После помещения песка в трубку определяют пористость, Ф (в %). Блок песка промывают бутаном для удаления воздуха, а после этого промывают алифатическим углеводородом, в котором растворяется бутан, для удаления бутана. Затем определяют начальную проницаемость, K, (в Darcy).To illustrate the effect of the method of the present invention on the compressive strength, several samples are taken and processed in two ways: by the method according to the invention and by a method inconsistent with the invention. For each test, three samples of Nieuwe Peke1a sand (particle diameters ranging from 0.075 to 0.150 mm) are prepared in a glass tube, each sample has a diameter of 3.5 cm and a length of 17 cm. After placing the sand in the tube, determine the porosity, Ф (in %). The sand block is washed with butane to remove air, and then washed with an aliphatic hydrocarbon in which butane is dissolved to remove butane. Then determine the initial permeability, K, (in Darcy).
Для симулирования условий в породе в образец вводят следующие жидкости: (1) метоксипропанол; (2) соляной раствор (2%, по массе, раствор КС1) и (3) сырую нефть, объем которой равен примерно 10 объемных пор, для установления минимального (неустранимого) насыщения водой.To simulate the conditions in the rock, the following fluids are introduced into the sample: (1) methoxypropanol; (2) brine (2%, by weight, solution KC1) and (3) crude oil, the volume of which is about 10 volume pores, to establish a minimum (unavoidable) saturation with water.
Образцы обрабатывают двумя способами: первый способ согласно данному изобретению и второй способ, не соответствующий данному изобретению.Samples are processed in two ways: the first method according to the invention and the second method not corresponding to the invention.
Обработка согласно данному изобретению включает взаимодействие образцов, заполненных сырой нефтью, при минимальном насыщении водой в следующей последовательности:The treatment according to the invention involves the interaction of samples filled with crude oil, with minimal water saturation in the following sequence:
(а) взаимодействие образца с 2% (по массе) соляным раствором КС1, объем которого равен 2 объемам пор;(a) interaction of the sample with 2% (by mass) brine KC1, the volume of which is equal to 2 pore volumes;
(б) взаимодействие образца с газойлем, объем которого равен 2 объемам пор;(b) sample interaction with gas oil, the volume of which is equal to 2 pore volumes;
(в) взаимодействие образца с метоксипропанолом, объем которого равен 2 объемам пор;(c) sample interaction with methoxypropanol, the volume of which is equal to 2 pore volumes;
(г) взаимодействие образца с раствором для отверждения из EPIKOTE 828 (торговая марка) и метилендианилина в метоксипропаноле с содержанием твердых веществ 60 массовых %, объем которого равен 1 объему пор;(g) sample interaction with a solution for curing from EPIKOTE 828 (trade mark) and methylenedianiline in methoxypropanol with a solids content of 60 mass%, the volume of which is equal to 1 pore volume;
(д) взаимодействие образца с повышающими вязкость алифатическими углеводородами, объем которых равен 2 объемам пор.(e) interaction of the sample with viscosity-increasing aliphatic hydrocarbons, the volume of which is equal to 2 pore volumes.
После обработки определяют конечную проницаемость, Ке (в Darcy), и предел прочности на сжатие (в барах). Результаты суммированы в таблице 2.After treatment, the final permeability, K e (in Darcy), and the compressive strength (in bar) are determined. The results are summarized in table 2.
Таблица 2. Результаты обработок согласно настоящему изобретениюTable 2. The results of treatments according to the present invention
При обработке, не соответствующей данному изобретению, стадии (а), (б) и (в) опускают. Таким образом, образцы с сырой нефтью при минимальном насыщении водой обрабатывают только в соответствии со стадиями (г) и (д) приведенного выше примера.When processing is not relevant to this invention, stage (a), (b) and (c) is omitted. Thus, samples with crude oil with minimal water saturation are treated only in accordance with steps (d) and (e) of the above example.
После обработки определяют конечную проницаемость, Ке (в Darcy), и предел прочности на сжатие (в барах). Результаты суммированы в таблице 3.After processing, determine the final permeability, Ke (in Darcy), and the ultimate compressive strength (in bars). The results are summarized in table 3.
Таблица 3. Результаты обработок, не соответствующих настоящему изобретениюTable 3. The results of treatments that are not relevant to the present invention
Из приведенных выше данных можно сделать вывод, что предел прочности на сжатие в эксперименте с применением способа данного изобретения больше, чем предел прочности на сжатие в эксперименте с применением способа, не соответствующего настоящему изобретению.From the above data, we can conclude that the compressive strength in the experiment using the method of the present invention is greater than the compressive strength in the experiment using the method not corresponding to the present invention.
Claims (2)
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP95203271 | 1995-11-28 | ||
| PCT/EP1996/005374 WO1997020129A1 (en) | 1995-11-28 | 1996-11-28 | Method of treating an underground formation |
| EP96941655A EP0864032B1 (en) | 1995-11-28 | 1996-11-28 | Method of treating an underground formation |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA199800486A1 EA199800486A1 (en) | 1998-10-29 |
| EA000410B1 true EA000410B1 (en) | 1999-06-24 |
Family
ID=8220881
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA199800486A EA000410B1 (en) | 1995-11-28 | 1996-11-28 | Method of treating an underground formation |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6085842A (en) |
| EP (1) | EP0864032B1 (en) |
| AU (1) | AU706545B2 (en) |
| DE (1) | DE69607856T2 (en) |
| EA (1) | EA000410B1 (en) |
| MY (1) | MY121590A (en) |
| NO (1) | NO313433B1 (en) |
| NZ (1) | NZ323929A (en) |
| OA (1) | OA10690A (en) |
| WO (1) | WO1997020129A1 (en) |
Families Citing this family (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP1362978A1 (en) * | 2002-05-17 | 2003-11-19 | Resolution Research Nederland B.V. | System for treating an underground formation |
| WO2010075248A1 (en) | 2008-12-23 | 2010-07-01 | 3M Innovative Properties Company | Curable fiber and compositions comprising the same; method of trating a subterranean formation |
| US8813842B2 (en) | 2008-12-23 | 2014-08-26 | 3M Innovative Properties Company | Particles comprising blocked isocyanate resin and method of modifying a wellbore using the same |
Family Cites Families (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB1168945A (en) * | 1968-03-15 | 1969-10-29 | Shell Int Research | Method for Treating a Part of a Permeable Formation |
| US3481403A (en) * | 1968-07-26 | 1969-12-02 | Exxon Production Research Co | Method for consolidating formations surrounding boreholes with resin |
| US3741308A (en) * | 1971-11-05 | 1973-06-26 | Permeator Corp | Method of consolidating sand formations |
| US3915232A (en) * | 1974-08-27 | 1975-10-28 | Exxon Production Research Co | Method of consolidating incompetent formations |
| GB2046816B (en) * | 1979-04-09 | 1983-02-16 | Shell Int Research | Consolidating subterranean formations |
| GB2099041B (en) * | 1981-05-22 | 1984-10-10 | Shell Int Research | Method of placing and consolidating a mass of particulate material and composition for use in carrying out said method |
| GB9012727D0 (en) * | 1990-06-07 | 1990-08-01 | Shell Int Research | Treating an underground formation |
| US5423381A (en) * | 1993-10-29 | 1995-06-13 | Texaco Inc. | Quick-set formation treating methods |
-
1996
- 1996-11-26 MY MYPI96004955A patent/MY121590A/en unknown
- 1996-11-28 AU AU10976/97A patent/AU706545B2/en not_active Expired
- 1996-11-28 NZ NZ323929A patent/NZ323929A/en unknown
- 1996-11-28 WO PCT/EP1996/005374 patent/WO1997020129A1/en active IP Right Grant
- 1996-11-28 EA EA199800486A patent/EA000410B1/en not_active IP Right Cessation
- 1996-11-28 EP EP96941655A patent/EP0864032B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1996-11-28 DE DE69607856T patent/DE69607856T2/en not_active Expired - Fee Related
-
1998
- 1998-05-27 NO NO19982410A patent/NO313433B1/en unknown
- 1998-05-28 OA OA9800065A patent/OA10690A/en unknown
- 1998-08-06 US US09/130,256 patent/US6085842A/en not_active Expired - Lifetime
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO982410L (en) | 1998-05-28 |
| AU1097697A (en) | 1997-06-19 |
| EP0864032B1 (en) | 2000-04-19 |
| MY121590A (en) | 2006-02-28 |
| EP0864032A1 (en) | 1998-09-16 |
| NO313433B1 (en) | 2002-09-30 |
| US6085842A (en) | 2000-07-11 |
| DE69607856T2 (en) | 2000-10-05 |
| DE69607856D1 (en) | 2000-05-25 |
| NZ323929A (en) | 1998-12-23 |
| OA10690A (en) | 2002-11-28 |
| AU706545B2 (en) | 1999-06-17 |
| NO982410D0 (en) | 1998-05-27 |
| WO1997020129A1 (en) | 1997-06-05 |
| EA199800486A1 (en) | 1998-10-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2403377C2 (en) | Methods for control of loose particles migration | |
| US6875728B2 (en) | Method for fracturing subterranean formations | |
| US4291766A (en) | Process for consolidating water-wet sands with an epoxy resin-forming solution | |
| RU2434126C2 (en) | Procedure for production of fluids from acidulous cemented sections of underground beds | |
| EP0251421B1 (en) | Sand consolidation method employing rubber | |
| RU2425966C2 (en) | Control methods of material migration in form of particles in underground formation | |
| AU737643B2 (en) | Use of oil and gas field chemicals | |
| EA006971B1 (en) | System for treating an underground formation | |
| US4110224A (en) | Secondary recovery process utilizing water saturated with gas | |
| US3712377A (en) | Oil recovery process using an emulsion modifier-containing dilute aqueous surfactant system | |
| EA000410B1 (en) | Method of treating an underground formation | |
| US4130165A (en) | Method for selectively plugging water zones | |
| US4226731A (en) | Secondary recovery process utilizing sulfonated polyphenols | |
| US4137971A (en) | Method of consolidating a subterranean formation | |
| RU2250361C2 (en) | Method for adjustment of oil deposit extraction | |
| RU2306326C2 (en) | Gelling composition for killing wells | |
| CA2360626C (en) | Method for fracturing subterranean formations | |
| RU2250362C2 (en) | Oil forcing-out method | |
| RU2072034C1 (en) | Method for exploitation of oil deposit | |
| RU2124123C1 (en) | Method for treating bottom-hole zone of oil bed | |
| RU2154160C1 (en) | Method of oil deposit development | |
| SU1669967A1 (en) | Polymer-based drilling mud | |
| RU2304706C2 (en) | Method of controlling development of nonuniform oil formation | |
| RU2079641C1 (en) | Method of waterflooding oil formation | |
| RU2178069C1 (en) | Method of oil deposit development |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM RU |